体积压裂技术在苏里格气田水平井开发中的应用——以苏53区块为例<br/>

体积压裂技术在苏里格气田水平井开发中的应用——以苏53区块为例

2013-09-18叶成林王国勇

石油与天然气化工 2013年4期

叶成林王国勇

（1.中国石油长城钻探苏里格气田项目部）

“体积压裂”指在水力压裂过程中，使天然裂缝不断扩张和脆性岩石产生剪切滑移，形成天然裂缝与人工裂缝相互交错的裂缝网络，从而增加改造体积，提高产量及采收率［1－3］。近年来，美国在致密页岩气藏的成功开发，引发了我国科技工作者的广泛兴趣，体积压裂技术也逐渐成为国内非常规气藏高效开发的关键技术之一［4］。苏里格气田是国内最大气田之一，属于致密砂岩气藏［5］，其中苏53区块水平井整体开发取得了显著成效。为了进一步提高水平井开发效果，在大规模引进体积压裂技术之前，对苏里格气田体积压裂适用性进行研究，并对2012年开展的水平井体积压裂试验进行了效果分析。

1 体积压裂作用机理

通过压裂的方式对储层实施改造，在形成一条或者多条主裂缝的同时，通过分段多簇射孔、高排量、大液量、低黏液体以及转向材料及技术的应用，实现对天然裂缝、岩石层理的沟通，以及在主裂缝的侧向强制形成次生裂缝，并在次生裂缝上继续分枝形成二级次生裂缝，余此类推。让主裂缝与多级次生裂缝交织形成裂缝网络系统，将可以进行渗流的有效储集体“打碎”，使裂缝壁面与储层基质的接触面积最大，使得油气从任意方向的基质向裂缝的渗流距离最短，极大地提高储层整体渗透率，实现对储层在长、宽、高三维方向的全面改造（图1）［9］。该技术不仅可以大幅度提高单井产量，还能够降低储层有效动用下限，最大限度提高储层动用率和采收率［6－8］。

2 苏里格气田体积压裂适用性

2.1 储层条件

2.1.1 天然裂缝发育情况

天然裂缝状况及能否产生复杂缝网是实现体积改造的前提条件。在体积改造中，天然裂缝系统会更容易先于基岩开启，原生和次生裂缝的存在能够增加复杂裂缝的可能性，从而极大地增大改造体积［10］。通过对苏53区块岩心观察可以得出，本区胶结致密的砂岩储层中宏观构造裂缝不发育，局部井段砂岩储层中不同程度地发育微构造裂缝，缝间被钙质、硅质或沥青质所充填。通过薄片分析认为，苏里格地区目的层微裂缝发育，主要以颗粒间网状缝、显微构造裂缝和晶间缝3种形式存在（图2）。

2.1.2 储层渗透率

Cipolla等人的研究表明，储层渗透率大小对体积改造技术有效性有关键作用，当k≤1×10－3μm2，裂缝网络对产能极限贡献率在10%左右；当k≤1×10－5μm2，裂缝网络对产能极限贡献在40%左右；当k≤1×10－7μm2，裂缝网络对产能极限贡献在80%左右［11］。这说明，储层渗透率越低，次生裂缝网络在产能贡献中的作用越明显，体积改造效果越好。苏里格气田属于致密砂岩气藏，储层渗透率低于0.1×10－3μm2。

2.1.3 储层石英含量

储层岩性的脆性特征是实现体积改造的物质基础。大量研究及现场试验表明：富含石英或者碳酸盐岩等脆性矿物的储层有利于产生复杂缝网，黏土矿物含量高的塑性地层不易形成复杂缝网［12］。

据薄片鉴定资料统计，苏53区块储层主要岩石类型为岩屑石英砂岩，少量石英砂岩（图3）。砂岩主要成分为石英，其次为其他各类岩屑（表1）。石英质量分数高达80%以上，岩石具有较高的脆性，在破裂压力作用下更易形成裂缝，使得天然裂缝与水力裂缝得到有效的沟通，从而形成大的改造体积。

2.1.4 岩石力学特性

表1 取心井岩石薄片资料统计表Table 1 Rock slice data of coring wells

地应力分布特征对水平井压裂具有一定的影响。根据岩石的力学特点，人工裂缝总是沿着阻力最小的方向延伸和扩展，即裂缝面总是垂直最小主应力轴面［13］。苏53区块水平井开发设计时，充分考虑地应力对后期压裂改造的影响，水平井水平段方位与地层最大主应力方向保持垂直，遵循力学特征，提高改造效果。

根据断裂力学理论，水力裂缝总是从物性好、断裂韧性低、闭合应力低、破裂压力低、抗张强度低、杨式模量高、低泊松比的层段优先起裂［14］。室内岩心测试表明，苏里格气田目的层石盒子组的盒8段及山西组的山1段砂岩具有杨氏模量高，低泊松比的特征，有利于储层实施体积压裂改造（表2）。

表2 苏里格气田岩石力学参数表Table 2 Rock mechanics parameters of Sulige gas field

2.2 体积压裂－常规压裂－未压裂效果对比

利用数值模拟方法对苏里格地区体积压裂水平井的裂缝条数、裂缝半长、导流能力和裂缝间距等参数进行优化，根据合理裂缝参数值，模拟出实施体积压裂、常规压裂和未压裂水平井产能。并从储量动用率、采收率、稳产期和采气速度角度评价了体积压裂水平井开发致密气藏的适应性、可行性。

从苏53－78－31H水平井产能对比曲线可以看出，对于同一口水平井实施体积压裂单井日产气量和最终累产气量明显要优于常规压裂。同时模拟结果总体显示，体积压裂比常规压裂的平均单井储量动用率提高了2.29%，采收率提高了2.22%，稳产期增加了0.73年，缩短了开发年限，提高了采气速度，前10年的采气速度增加了0.6%。综合来看，体积压裂对水平井规模开发这类致密气藏具有技术和经济上的可行性、适应性（图4、图5和表3）。

表3 体积压裂－常规压裂－未压裂效果模拟表Table 3 Effect simulation of stimulated reservoir volume，conventional fracture and normal wells

3 实施效果评价

3.1 压裂效果

2012年，苏53区块实施常规压裂水平井30口，体积压裂试验水平井5口，水平段长度均为1 200m。统计表明，体积压裂水平井平均单井入地液量和单井加砂量分别超过6 000m3、700m3，远高于常规压裂单井平均值（图6）。其中压裂效果最好的一口井入地液量7 228m3，加砂770m3。

为了进一步验证体积压裂改造效果，更直观了解体积压裂裂缝展布形态，利用微破裂向量扫描四维影像裂缝监测技术，选择了两口试验井实施了裂缝监测分析。监测结果显示，两口井分别形成动态裂缝16条、18条，平均裂缝长度306.5m，均明显优于常规压裂裂缝参数指标。同时，主裂缝的侧向形成次生裂缝，与微构造天然裂缝相互沟通，基本达到了多裂缝、储层三维方向全面改造的效果（图7）。

3.2 生产效果

实施体积压裂的5口井均于2012年完成投产。平均单井日产气量约为12×104m3，平均井口压力22MPa左右，均为动态Ⅰ类井。其中苏53－78－27H井初期配产20×104m3／d。

3.2.1 产能评价

水平气井的产能是气藏工程中的重要参数。目前苏里格气田气井产能多采用长庆油田推导出的一点法经验公式计算。公式如下［15］：

式中：qAOF为无阻流量，104m3／d；qg为日产量，104m3；pwf为地层中部流动压力，MPa；pR为地层中部静止压力，MPa。

根据上述产能计算公式，5口体积压裂水平井平均无阻流量为77.9×104m3／d，苏53－78－27H 产能最高，无阻流量超过了150×104m3／d（表4）。

3.2.2 动态储量评价

根据5口体积压裂水平井生产数据和静态资料，主要借用FAST和TOPAZE软件，运用ARPS递减规律法、Blasingame典型曲线法、流动物质平衡FMB法、A－G方法和NPI方法分别对5口单井动态储量进行预测，并按气井废弃地层压力2.2 MPa，废弃产量1 000m3／d计算出了单井的可采储量。由计算结果可以看出，由于每种计算方法适用条件不同，计算的结果有一定的偏差，综合考虑，5口井最终平均动态储量约为1.75×108m3，平均单井可采储量1.56×108m3。其中苏53－78－27H 井可采储量超过2.5×108m3，是5口试验井中生产效果最好的1口（表4）。